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(11) | EP 2 422 152 B1 |
| (12) | FASCICULE DE BREVET EUROPEEN |
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PROCÉDÉ DE PRODUCTION D'UN COURANT RICHE EN MÉTHANE ET D'UNE COUPE RICHE EN HYDROCARBURES EN C2+ À PARTIR D'UN COURANT DE GAZ NATUREL DE CHARGE, ET INSTALLATION ASSOCIÉE VERFAHREN ZUR HERSTELLUNG EINES METHANREICHEN STROMS UND EINER C2+-KOHLENWASSERSTOFFREICHEN FRAKTION AUS EINEM ERDGASEINSATZSTROM UND ENTSPRECHENDE EINRICHTUNG METHOD FOR PRODUCING A METHANE-RICH STREAM AND A C2+ HYDROCARBON-RICH FRACTION FROM A NATURAL FEED GAS STREAM, AND CORRESPONDING EQUIPMENT |
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| Il est rappelé que: Dans un délai de neuf mois à compter de la date de publication de la mention de la délivrance de brevet européen, toute personne peut faire opposition au brevet européen délivré, auprès de l'Office européen des brevets. L'opposition doit être formée par écrit et motivée. Elle n'est réputée formée qu'après paiement de la taxe d'opposition. (Art. 99(1) Convention sur le brevet européen). |
[0001] La présente invention concerne un procédé et une installation de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe riche en hydrocarbures en C2+ à partir d'un courant de gaz naturel de charge déshydraté conformément aux préambules des revendications 1 et 13 respectivement et connu du document US-A-6 578 379.
[0002] Un tel procédé est destiné à être mis en oeuvre pour la construction de nouvelles unités de production d'un courant riche en méthane et d'une coupe d'hydrocarbures en C2+ à partir d'un gaz naturel de charge, ou pour la modification d'unités existantes, notamment dans le cas où le gaz naturel de charge présente une teneur élevée en éthane, en propane, et en butane.
[0003] Un tel procédé s'applique également dans le cas où il est difficile de mettre en oeuvre une réfrigération du gaz naturel de charge à l'aide d'un cycle extérieur de réfrigération au propane, ou dans le cas où l'installation d'un tel cycle serait trop coûteuse ou trop dangereuse, comme par exemple dans les usines flottantes, ou dans les régions urbaines.
[0004] Un tel procédé est particulièrement avantageux lorsque l'unité de fractionnement de la coupe d'hydrocarbures en C2+ qui produit le propane destiné à être utilisé dans les cycles de réfrigération est trop éloignée de l'unité de récupération de cette coupe d'hydrocarbures en C2+.
[0005] La séparation de la coupe d'hydrocarbures en C2+ à partir d'un gaz naturel extrait du sous-sol permet de satisfaire à la fois à des impératifs économiques et à des impératifs techniques.
[0006] En effet, la coupe d'hydrocarbures en C2+ récupérée à partir du gaz naturel est avantageusement utilisée pour produire de l'éthane et des liquides qui constituent des matières premières en pétrochimie. En outre, il est possible de produire à partir d'une coupe d'hydrocarbures en C2+ des coupes d'hydrocarbures en C5+ qui sont utilisées dans les raffineries de pétrole. Tous ces produits peuvent être valorisés économiquement et contribuer à la profitabilité de l'installation.
[0007] Techniquement, les exigences du gaz naturel commercialisé en réseau incluent, dans certains cas, une spécification au niveau du pouvoir calorifique qui doit être relativement bas.
[0008] Des procédés de production de coupe d'hydrocarbures en C2+ comprennent généralement une étape de distillation, après refroidissement du gaz naturel de charge, pour former un courant de tête riche en méthane et un courant de pied riche en hydrocarbures en C2+.
[0009] Pour améliorer la sélectivité du procédé, il est connu de prélever une partie du courant riche en méthane produit en tête de la colonne, après compression, et de le réintroduire, après un refroidissement, en tête de colonne, pour constituer un reflux de cette colonne. Un tel procédé est par exemple décrit dans US 2008/0190136 ou dans US 6 578 379.
[0010] De tels procédés permettent d'obtenir une récupération d'éthane supérieure à 95% et dans le dernier cas, même supérieure à 99%.
[0011] Un tel procédé ne donne cependant pas entière satisfaction lorsque le gaz naturel de charge est très riche en hydrocarbures lourds, et notamment en éthane, en propane, et en butane, et lorsque la température d'entrée du gaz naturel de charge est relativement élevée.
[0012] Dans ces cas, la quantité de réfrigération à fournir est élevée, ce qui nécessite l'ajout d'un cycle additionnel de réfrigération si l'on souhaite maintenir une bonne sélectivité. Un tel cycle est consommateur en énergie. En outre, dans certaines installations, notamment flottantes, il n'est pas possible de mettre en oeuvre de tels cycles de réfrigération.
[0013] Un but de l'invention est donc d'obtenir un procédé de récupération des hydrocarbures en C2+ qui soit extrêmement efficace et très sélectif, même lorsque la teneur dans le gaz naturel de charge de ces hydrocarbures en C2+ augmente significativement.
[0015] Le procédé selon l'invention peut comprendre l'une ou plusieurs des caractéristiques des revendications 2 à 12 ou l'une ou plusieurs des caractéristiques suivantes, prise(s) isolément ou suivant toute(s) combinaison(s) techniquement possible(s) :
- le courant de pied riche en hydrocarbures en C2+ est pompé et est réchauffé par échange thermique à contre courant d'au moins une partie du courant de gaz naturel de charge, avantageusement jusqu'à une température inférieure ou égale à la température du courant de gaz naturel de charge avant son passage dans le premier échangeur thermique ;
- la pression du courant riche en hydrocarbures en C2+ après pompage est choisie pour maintenir le courant riche en hydrocarbures en C2+ après réchauffement dans le premier échangeur thermique, sous forme liquide ;
- le débit molaire du deuxième courant de recirculation est supérieur à 10% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- la température du deuxième courant de recirculation est sensiblement égale à la température du courant de gaz naturel refroidi introduit dans le premier ballon séparateur ;
- la pression du troisième courant de recirculation est inférieure à la pression du courant de gaz naturel de charge et est supérieure à la pression de la colonne de séparation ;
- le débit molaire du troisième courant de recirculation est supérieur à 10% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- le débit molaire du courant de prélèvement est supérieur à 4%, avantageusement à 10% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- la température du courant de prélèvement, après passage dans le troisième échangeur thermique est inférieure à celle du courant de gaz naturel de charge refroidi alimentant le premier ballon séparateur ;
- le débit molaire du courant de dérivation secondaire est supérieur à 10% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- le débit molaire du courant de refroidissement secondaire est supérieur à 10% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge ;
- la pression du courant de refroidissement secondaire détendu est supérieure à 15 bars ;
- le rapport entre le débit d'éthane contenu dans la coupe riche en hydrocarbures en C2+ et le débit d'éthane contenu dans le gaz naturel de charge est supérieur à 0,98 ;
- le rapport entre le débit d'hydrocarbures en C3+ contenu dans la coupe riche en hydrocarbures en C2+ et le débit d'hydrocarbures en C3+ contenu dans le gaz naturel de charge est supérieur à 0,998.
[0017] Par «température ambiante », on entend dans ce qui suit la température de l'atmosphère gazeuse qui règne dans l'installation dans laquelle le procédé selon l'invention est mis en oeuvre. Cette température est généralement comprise entre -40°C et 60°C.
[0018] L'invention sera mieux comprise à la lecture de la description qui va suivre, donnée uniquement à titre d'exemple, et faite en se référant aux dessins annexés, sur lesquels :
- la figure 1 est un schéma synoptique d'une première installation selon l'invention, pour la mise en oeuvre d'un premier procédé selon l'invention ;
- la figure 2 est une vue analogue à la figure 1 d'une deuxième installation selon l'invention, pour la mise en oeuvre d'un deuxième procédé selon l'invention ;
- la figure 3 est une vue analogue à la figure 1 d'une troisième installation selon l'invention, pour la mise en oeuvre d'un troisième procédé selon l'invention ;
- la figure 4 est une vue analogue à la figure 1 d'une quatrième installation selon l'invention, pour la mise en oeuvre d'un quatrième procédé selon l'invention ;
- la figure 5 est une vue analogue à la figure 1 d'une cinquième installation selon l'invention, pour la mise en oeuvre d'un cinquième procédé selon l'invention ;
- la figure 6 est une vue analogue à la figure 1 d'une sixième installation selon l'invention, pour la mise en oeuvre d'un sixième procédé selon l'invention ;
- la figure 7 est une vue analogue à la figure 1 d'une septième installation selon l'invention, pour la mise en oeuvre d'un septième procédé selon l'invention.
[0019] La figure 1 illustre une première installation 10 de production d'un courant 12 riche en méthane et d'une coupe 14 riche en hydrocarbures en C2+ selon l'invention, à partir d'un gaz naturel de charge 15. Cette installation 10 est destinée à la mise en oeuvre d'un premier procédé selon l'invention.
[0020] Le procédé et l'installation 10 s'appliquent avantageusement dans le cas de la construction d'une nouvelle unité de récupération de méthane et d'éthane.
[0021] L'installation 10 comprend, d'amont en aval, un premier échangeur thermique 16, un premier ballon séparateur 18, un deuxième ballon séparateur 20, une première turbine de détente 22 et un deuxième échangeur thermique 24.
[0022] L'installation 10 comprend en outre une colonne de séparation 26 et, en aval de la colonne 26, un premier compresseur 28 accouplé à la première turbine de détente 22, un premier refroidisseur à air 30, un deuxième compresseur 32 et un deuxième refroidisseur à air 34. L'installation 10 comprend en outre une pompe 36 de fond de colonne.
[0023] Dans tout ce qui suit, on désignera par les mêmes références un courant circulant dans une conduite, et la conduite qui le transporte. En outre, sauf indications contraires, les pourcentages cités sont des pourcentages molaires et les pressions sont données en bars absolus.
[0024] En outre, le rendement de chaque compresseur est de 82 % polytropique et le rendement de chaque turbine est de 85 % adiabatique.
[0025] Un premier procédé de production selon l'invention, mis en oeuvre dans l'installation 10 va maintenant être décrit.
[0026] Le gaz naturel de charge 15 est, dans cet exemple, un gaz naturel déshydraté et décarbonaté comprenant en moles 0,3499 % d'azote, 80,0305 % de méthane, 11,3333 % d'éthane, 3,6000 % de propane, 1,6366 % de i-butane, 2,0000 % de n-butane, 0,2399 % de i-pentane, 0,1899 % de n-pentane, 0,1899 % de n-hexane, 0,1000 % de n-heptane, 0,0300 % de n-octane et 0,3000 % de dioxyde de carbone.
[0027] Le gaz naturel de charge 15 comprend donc plus généralement en mole, entre 10 % et 25 % d'hydrocarbures en C2+ à récupérer et entre 74 % et 89 % de méthane. La teneur en hydrocarbures en C2+ est avantageusement supérieure à 15 %.
[0028] Par gaz décarbonaté, on entend un gaz dont la teneur en dioxyde de carbone est abaissée de façon à éviter la cristallisation du dioxyde de carbone, cette teneur étant généralement inférieure à 1 % molaire.
[0029] Par gaz déshydraté, on entend un gaz dont la teneur en eau est la plus basse possible et notamment inférieure à 1 ppm.
[0030] En outre, la teneur en sulfure d'hydrogène du gaz naturel de charge 15 est préférentiellement inférieure à 10 ppm et la teneur en composés soufrés de type mercaptans est préférentiellement inférieure à 30 ppm.
[0031] Le gaz naturel de charge présente une pression supérieure à 40 bars et notamment sensiblement égale à 62 bars. Il présente en outre une température voisine de la température ambiante et notamment égale à 40°C. Le débit du courant de gaz naturel de charge 15 est, dans cet exemple, de 15000 kgmol/h.
[0032] Le courant de gaz naturel de charge 15 est tout d'abord introduit dans le premier échangeur thermique 16 où il est refroidi et partiellement condensé à une température supérieure à - 50°C et notamment sensiblement égale à -30°C pour donner un courant de gaz naturel de charge refroidi 40 qui est introduit dans sa totalité dans le premier ballon séparateur 18.
[0033] Dans le premier ballon séparateur 18, le courant de gaz naturel de charge refroidi 40 est séparé en une fraction légère 42 gazeuse et en une fraction lourde liquide 44.
[0034] Le rapport du débit molaire de la fraction légère 42 au débit molaire de la fraction lourde 44 est généralement compris entre 4 et 10.
[0035] Puis, la fraction légère 42 est séparée en un flux 46 d'alimentation de la première turbine de détente et en un flux 48 secondaire qui est introduit successivement dans l'échangeur thermique 24 et dans une première vanne de détente statique 50 pour former un flux secondaire détendu refroidi et au moins partiellement liquéfié 52.
[0036] Le flux secondaire détendu refroidi 52 est introduit à un niveau supérieur N1 de la colonne de séparation 26 correspondant au cinquième étage depuis le haut de la colonne 26.
[0038] La pression du flux secondaire 52, après sa détente dans la vanne 50, est inférieure à 20 bars et notamment égale à 18 bars. Cette pression correspond sensiblement à la pression de la colonne 26 qui est plus généralement supérieure à 15 bars, avantageusement comprise entre 15 bars et 25 bars.
[0039] Le flux secondaire détendu refroidi 52 comprend une teneur molaire en éthane supérieure à 5 % et notamment sensiblement égale à 8,9 % molaire d'éthane.
[0040] La fraction lourde 44 est dirigée vers une deuxième vanne de contrôle de niveau 54 qui s'ouvre en fonction du niveau de liquide dans le premier ballon séparateur 18, puis est introduite dans le premier échangeur thermique 16 pour être réchauffée jusqu'à une température supérieure à - 50 °C et notamment égale à - 38 °C afin d'obtenir une fraction lourde réchauffée 56.
[0041] La fraction lourde réchauffée 56 est ensuite introduite dans le deuxième ballon séparateur 20 pour former une fraction de tête essentiellement gazeuse 58 et une fraction de pied essentiellement liquide 60.
[0042] Le rapport du débit molaire de la fraction de tête 58 au débit molaire de la fraction de pied 60 est par exemple compris entre 0,30 et 0,70.
[0043] Puis, la fraction de tête 58 est introduite dans le deuxième échangeur thermique 24 pour y être liquéfiée et donner, après détente dans une vanne de contrôle de pression 62, une fraction de tête détendue refroidie et au moins partiellement liquide 64 qui est introduite à un niveau supérieur N2 de la colonne 26 situé en dessous du niveau N1, et correspondant au sixième étage depuis la tête de la colonne 26.
[0044] La pression de la fraction 64 est sensiblement égale à la pression de la colonne 26. La température de cette fraction 64 est supérieure à -115°C et notamment sensiblement égale à - 107,4 °C.
[0045] La fraction de pied liquide 60 passe par une vanne de contrôle de niveau 66 qui s'ouvre en fonction du niveau de liquide dans le deuxième ballon séparateur 20. La fraction de pied 60 est ensuite introduite à un niveau N3 de la colonne situé sous le niveau N2, situé, au douzième étage de la colonne 26 en partant de la tête.
[0046] Un courant de rebouillage supérieur 70 est prélevé à un niveau de fond N4 de la colonne 26 situé sous le niveau N3 et correspondant au treizième étage en partant de la tête de la colonne 26. Ce courant de rebouillage est disponible à une température supérieure à - 55°C et est passé dans le premier échangeur thermique 16 pour y être partiellement vaporisé et échanger une puissance thermique d'environ 3948 kW avec les autres courants circulant dans l'échangeur 16.
[0047] Ce courant de rebouillage liquide partiellement vaporisé est réchauffé à une température supérieure à -40°C et notamment égale à - 28,8°C et envoyé au niveau N5 situé juste au dessous du niveau N4, et correspondant au quatorzième étage de la colonne 26 depuis la tête.
[0048] Le liquide prélevé sur cet étage est composé principalement de 18,78 % molaire de méthane et de 51,38 % molaire d'éthane.
[0049] Un deuxième courant de rebouillage 72 intermédiaire est collecté à un niveau N6 situé sous le niveau N5 et correspondant au dix-neuvième étage en partant de la tête de la colonne 26. Ce deuxième courant de rebouillage 72 est prélevé à une température supérieure à - 20°C pour être envoyé dans le premier échangeur 16 et échanger une puissance thermique de 1500 kW avec les autres courants circulant dans cet échangeur 16.
[0050] Le courant de rebouillage du liquide partiellement vaporisé issu de l'échangeur 16 est alors réintroduit à une température supérieure à - 15°C et notamment égale à -5,6°C à un niveau N7 situé juste au dessous du niveau N6 et notamment au vingtième étage en partant de la tête de la colonne 26.
[0051] Le courant de rebouillage intermédiaire 72 est composé principalement de 4,91 % molaire de méthane et 61,06 % molaire d'éthane.
[0052] En outre, un troisième courant de rebouillage inférieur 74 est prélevé à un niveau N8 de la colonne 26 situé sous le niveau N7 et par exemple sur le vingt-deuxième étage en partant de la tête de la colonne 26 à une température supérieure à - 10°C et notamment égale à 1,6°C.
[0053] Le courant de rebouillage inférieur 74 est ensuite envoyé jusqu'à l'échangeur thermique 16 pour y être partiellement vaporisé en échangeant une puissance thermique de 2850 kW avec les autres courants circulant dans l'échangeur 16.
[0054] Le courant liquide partiellement vaporisé est renvoyé à un niveau N9 situé juste au dessous du niveau N8 et correspondant au vingt-troisième étage en partant de la tête de la colonne 26.
[0055] Un courant 80 riche en hydrocarbures en C2+ est prélevé dans le fond de la colonne 26 à une température supérieure à - 5°C et notamment égale à 8,2°C. Ce courant comprend moins de 1 % de méthane et plus de 98 % d'hydrocarbures en C2+. Il contient plus de 99% des hydrocarbures en C2+ du courant de gaz naturel de charge 15.
[0056] Dans l'exemple représenté, le courant 80 contient en mole, 0,57 % de méthane, 57,76 % d'éthane, 18,5 % de propane, 8,41 % de i-butane, 10,28 % de n-butane, 1,23 % de i-pentane, 0,98 % de n-pentane, 0,98 % de n-hexane, 0,51 % de n-heptane, 0,15 % de n-octane, 0,63 % de dioxyde de carbone.
[0057] Ce courant liquide 80 est pompé dans la pompe de fond de colonne 36 puis est introduit dans le premier échangeur thermique 16 pour y être réchauffé jusqu'à une température supérieure à 25°C tout en restant liquide. Il produit ainsi la coupe 14 riche en hydrocarbures en C2+ à une pression supérieure à 25 bars et notamment égale à 30,8 bars, avantageusement à 37°C.
[0058] Un courant de tête 82 riche en méthane est produit en tête de la colonne 26. Ce courant de tête 82 comprend une teneur molaire supérieure à 99.2 % en méthane et une teneur molaire inférieure à 0.15 % en éthane. Il contient plus de 99.8 % du méthane contenu dans le gaz naturel de charge 15.
[0059] Le courant de tête riche en méthane 82 est successivement réchauffé dans le deuxième échangeur thermique 24, puis dans le premier échangeur thermique 16 pour donner un courant de tête riche en méthane 84 réchauffé à une température inférieure à 40°C et notamment égale à 37,4°C.
[0060] Ce courant 84 est comprimé une première fois dans le premier compresseur 28, puis est refroidi dans le premier réfrigérant à air 30. Il est ensuite comprimé une deuxième fois dans le deuxième compresseur 32 et est refroidi dans le deuxième réfrigérant à air 34, pour donner un courant de tête riche en méthane comprimé 86.
[0061] La température du courant comprimé 86 est sensiblement égale à 40°C et sa pression est supérieure à 60 bars est et notamment sensiblement égale à 63,06 bars.
[0062] Le courant comprimé 86 est ensuite séparé en un courant riche en méthane 12 produit par l'installation 10, et en un premier courant de recirculation 88.
[0063] Le rapport du débit molaire du courant riche en méthane 12 par rapport au débit molaire du premier courant de recirculation est supérieur à 1 et est notamment compris entre 1 et 20.
[0064] Le courant 12 comporte une teneur en méthane supérieure à 99.2 %. Dans cet exemple, il est composé de plus de 99,23% molaire de méthane, 0,11% molaire d'éthane, 0,43% molaire d'azote et 0,22% molaire de dioxyde de carbone. Ce courant 12 est ensuite envoyé dans un gazoduc.
[0065] Le premier courant de recirculation 88 riche en méthane est ensuite dirigé vers le premier échangeur thermique 16 pour donner le premier courant de recirculation refroidi 90 à une température inférieure à - 30°C et notamment égale à - 45°C.
[0066] Une première partie 92 du premier courant de recirculation refroidi 90 est ensuite introduite dans le deuxième échangeur 24 pour y être liquéfié avant de passer par la vanne de contrôle de débit 95 et former une première partie 94 refroidie et au moins partiellement liquéfiée introduite à un niveau N10 de la colonne 26 situé au-dessus du niveau N1, notamment au premier étage de cette colonne depuis la tête. La température de la première partie refroidie 94 est supérieure à - 120°C et notamment égale à - 111 °C. Sa pression, après passage dans la vanne 95 est sensiblement égale à la pression de la colonne 26.
[0067] Selon l'invention, une deuxième partie 96 du premier courant de recirculation refroidi 90 est prélevée pour former un deuxième courant de recirculation riche en méthane.
[0068] Cette deuxième partie 96 est détendue dans une vanne de détente 98 avant d'être mélangée au flux d'alimentation de turbine 46 pour former un flux 100 d'alimentation de la première turbine de détente 22 destiné à être détendu dynamiquement dans cette turbine 22 pour produire des frigories.
[0069] Le flux d'alimentation 100 est détendu dans la turbine 22 pour former un flux détendu 102 qui est introduit dans la colonne 26 à un niveau N11 situé entre le niveau N2 et le niveau N3, notamment au dixième étage en partant de la tête de la colonne à une pression sensiblement égale à 17,9 bars.
[0070] L'expansion dynamique du flux 100 dans la turbine 22 permet de récupérer 5176 kW d'énergie qui proviennent pour une fraction supérieure à 50 % et notamment égale à 75 % du flux d'alimentation de turbine 46 et pour une fraction inférieure à 50 % et notamment égale à 25% du deuxième courant de recirculation.
[0071] Le flux 100 forme donc un courant de détente dynamique qui par sa détente dans la turbine 22 produit des frigories.
[0072] Par rapport à une installation de l'état de la technique, dans laquelle la totalité du premier courant de recirculation 90 est réinjectée dans la colonne 26, le procédé selon l'invention permet d'obtenir une récupération en éthane identique, supérieure à 99%, tout en diminuant notablement la puissance à fournir par le deuxième compresseur 32 de 20310 kW à 19870 kW.
[0073] En outre, la colonne 26 opère à une pression relativement élevée qui rend le procédé moins sensible à la cristallisation d'impuretés telles que le dioxyde de carbone et les hydrocarbures lourds, tout en conservant un taux très élevé de récupération d'éthane. L'amélioration du rendement de l'installation est illustrée par le tableau 1 ci-dessous.
| Récupération d'éthane | Débit du deuxième courant 96 recyclé à la turbine 22 | Puissance du compresseur 32 | Pression de la colonne 26 |
| % mole | kgmol/h | kW | bars |
| 99.22 | 0 | 20310 | 14.30 |
| 99.23 | 100 | 20250 | 14.50 |
| 99.26 | 500 | 20160 | 15.00 |
| 99.25 | 1000 | 20050 | 15.50 |
| 99.22 | 1500 | 19960 | 16.00 |
| 99.24 | 2000 | 19880 | 16.50 |
| 99.22 | 2500 | 19880 | 17.00 |
| 99.26 | 3000 | 19880 | 17.50 |
| 99.19 | 3500 | 19870 | 18.00 |
| 99.21 | 4000 | 19940 | 18.50 |
| Courant | Température (°C) | Pression (bars) | Débit (kgmoles/h) |
| 12 | 40 | 63,1 | 12081 |
| 14 | 37 | 30,8 | 2919 |
| 15 | 40 | 62 | 15000 |
| 40 | -30 | 61 | 15000 |
| 42 | -30 | 61 | 12055 |
| 46 | -30 | 61 | 10742 |
| 52 | -107,5 | 18 | 1314 |
| 56 | -38 | 39,7 | 2944 |
| 60 | -38 | 39,7 | 2215 |
| 64 | -107,4 | 18 | 729 |
| 80 | 8,2 | 18 | 2919 |
| 82 | -109,9 | 17,8 | 19021 |
| 84 | 37,4 | 16,8 | 19021 |
| 86 | 40 | 63,1 | 19021 |
| 88 | 40 | 63,1 | 6940 |
| 90 | -45 | 62,6 | 6940 |
| 94 | -111 | 18 | 3440 |
| 96 | -45 | 62,6 | 3500 |
| 100 | -33,9 | 61 | 14242 |
| 102 | -84,1 | 17,9 | 14242 |
[0074] Une deuxième installation 110 selon l'invention est illustrée sur la figure 2. Cette deuxième installation 110 est destinée à la mise en oeuvre d'un deuxième procédé selon l'invention.
[0075] A la différence du premier procédé selon l'invention, la deuxième partie 96 du premier courant de recirculation refroidi 90 formant le deuxième courant de recirculation est réintroduite, après détente dans la vanne de contrôle 98, en amont de la colonne 26, dans le courant de gaz naturel de charge refroidi 40, entre le premier échangeur 16 et le premier ballon séparateur 18.
[0076] Dans cet exemple, ce deuxième courant 96 contribue à la formation de la fraction légère 42, ainsi qu'à la formation du flux d'alimentation de la première turbine de détente 22.
[0077] Par ailleurs, dans cet exemple, le flux 100 est formé exclusivement par le flux d'alimentation 46.
[0078] Comme illustré dans le tableau 3 ci-dessous, ceci permet d'améliorer encore légèrement le rendement de l'installation.
| Récupération d'éthane | Débit du deuxième courant 96 recyclé à la turbine 22 | Puissance du compresseur 32 | Pression de la colonne 26 |
| % mole | kgmol/h | kW | bars |
| 99.22 | 0 | 20310 | 14.30 |
| 99.24 | 100 | 20190 | 14.50 |
| 99.24 | 500 | 20140 | 15.00 |
| 99.22 | 1000 | 20020 | 15.50 |
| 99.22 | 1500 | 19930 | 16.00 |
| 99.23 | 2000 | 19880 | 16.50 |
| 99.20 | 2500 | 19800 | 17.00 |
| 99.23 | 3000 | 19800 | 17.50 |
| 99.26 | 3500 | 19850 | 18.00 |
[0079] Des exemples de température, de pression et de débit molaire des différents courants illustrés dans le procédé de la figure 2 sont résumés dans le tableau 4 ci-dessous.
| Courant | Température (°C) | Pression (bars) | Débit (kgmoles/h) |
| 12 | 40 | 63,1 | 12083 |
| 14 | 37 | 30,8 | 2920 |
| 15 | 40 | 62 | 15000 |
| 40 | -30 | 61 | 15000 |
| 42 | -33,2 | 61 | 15223 |
| 46, 100 | -33,2 | 61 | 13873 |
| 52 | -108,6 | 17,5 | 1350 |
| 56 | -38 | 39,7 | 2777 |
| 60 | -38 | 39,7 | 2003 |
| 64 | -108,2 | 17,5 | 777 |
| 80 | 6,9 | 17,5 | 2920 |
| 82 | -110,6 | 17,3 | 18483 |
| 84 | 37,6 | 16,3 | 18483 |
| 86 | 40 | 63,1 | 18483 |
| 88 | 40 | 63,1 | 6400 |
| 90 | -45 | 62,6 | 6400 |
| 94 | -111,7 | 17,5 | 3400 |
| 96 | -45 | 62,6 | 3000 |
| 102 | -82,6 | 17,4 | 13873 |
[0081] Cette troisième installation 120 est destinée à la mise en oeuvre d'un troisième procédé selon l'invention.
[0082] A la différence de la première installation, le deuxième compresseur 32 de la troisième installation 120 comprend deux étages de compression 122A, 122B et un réfrigérant à air intermédiaire 124 interposé entre les deux étages.
[0083] A la différence du premier procédé selon l'invention, le troisième procédé selon l'invention comprend, le prélèvement d'un troisième courant de recirculation 126 dans le courant de tête riche en méthane réchauffé 84. Ce troisième courant de recirculation 126 est prélevé entre les deux étages 122A, 122B à la sortie du réfrigérant intermédiaire 124. Ainsi, le courant 126 présente une pression supérieure à 30 bars et notamment égale à 34,3 bars et une température sensiblement égale à la température ambiante et notamment sensiblement égale à 40°C.
[0084] Le rapport du débit du troisième courant de recirculation au débit total du courant de tête riche en méthane réchauffé 84 issu du premier échangeur thermique 16 est inférieur à 0,1 et est notamment compris entre 0,08 et 0,1.
[0085] Le troisième courant de recirculation 126 est ensuite introduit successivement dans le premier échangeur 16, puis dans le deuxième échangeur 24 pour être refroidi à une température supérieure à - 110°C et notamment sensiblement égale à - 107,6°C.
[0086] Ce courant 128, obtenu après détente dans une vanne de contrôle 129, est ensuite réintroduit en mélange avec la première partie 94 du premier courant de recirculation refroidi 90 entre la vanne de contrôle 95 et la colonne 26.
[0087] Le tableau 5 illustre l'effet de la présence du troisième courant de recirculation 126. Une diminution de la puissance consommée de 11,8% comparée à l'état de la technique est observée, dont environ 3% est due à la liquéfaction à moyenne pression du troisième courant de recirculation 126.
| Récupération d'éthane | Débit recyclé à la turbine 22 | Puissance du compresseur 32 | Pression de la colonne 26 | Débit du courant 126 de méthane liquéfié à moyenne pression |
| % mole | kgmol/h | kW | bars | kgmol/h |
| 99.14 | 3500 | 18470 | 18 | 0 |
| 99.14 | 3500 | 18210 | 18 | 1000 |
| 99.14 | 3500 | 17910 | 18 | 2000 |
[0088] Des exemples de température, de pression et de débit massique des différents courants illustrés dans le procédé de la figure 3 sont résumés dans le tableau 6 ci-dessous.
| Courant | Température (°C) | Pression (bars) | Débit (kgmoles/h) |
| 12 | 40 | 62,6 | 12082 |
| 14 | 37 | 30,8 | 2918 |
| 15 | 40 | 62 | 15000 |
| 40 | -30 | 61 | 15000 |
| 42 | -30 | 61 | 12055 |
| 46 | -30 | 61 | 11225 |
| 52 | -107,5 | 18 | 830 |
| 56 | -38 | 39,7 | 2944 |
| 60 | -38 | 39,7 | 2215 |
| 64 | -107,4 | 18 | 729 |
| 80 | 8,2 | 18 | 2918 |
| 82 | -109,9 | 17,8 | 19622 |
| 84 | 37,2 | 16,8 | 19622 |
| 86 | 40 | 62,6 | 17622 |
| 88 | 40 | 62,6 | 5540 |
| 90 | -45 | 62,1 | 5540 |
| 94 | -111 | 18 | 2040 |
| 96 | -45 | 62,1 | 3500 |
| 100 | -33,7 | 61 | 14725 |
| 102 | -83,7 | 17,9 | 14725 |
| 126 | 40 | 34,3 | 2000 |
| 128 | -111 | 18 | 2000 |
[0089] Une quatrième installation 130 selon l'invention est représentée sur la figure 4. Cette quatrième installation 130 est destinée à la mise en oeuvre d'un quatrième procédé selon l'invention.
[0090] La quatrième installation 130 diffère de la troisième installation 120 en ce qu'elle comprend une deuxième turbine de détente dynamique 132 accouplée à un troisième compresseur 134.
[0091] Le quatrième procédé selon l'invention comprend le prélèvement d'un quatrième courant de recirculation 136 dans le premier courant de recirculation 88. Ce quatrième courant de recirculation 136 est prélevé dans le premier courant de recirculation 88 en aval du deuxième compresseur 32 et en amont du passage du premier courant de recirculation 88 dans le premier échangeur 16 et dans le deuxième échangeur 24.
[0092] Le débit molaire du quatrième courant de recirculation 136 représente moins de 70 % du débit molaire du premier courant de recirculation 88 prélevé à la sortie du deuxième compresseur 32.
[0093] Le quatrième courant de recirculation 136 est ensuite amené jusqu'à la deuxième turbine de détente dynamique 132 pour être détendu à une pression inférieure à la pression de la colonne de séparation 126 et notamment égale à 17,3 bars et produire des frigories. La température du quatrième courant de recirculation refroidi 138 issu de la turbine 132 est ainsi inférieure à - 30°C et notamment sensiblement égale à - 36,8 °C.
[0094] Le quatrième courant de recirculation refroidi 138 est ensuite réintroduit dans le courant de tête riche en méthane 82 entre la sortie du deuxième échangeur 24 et l'entrée du premier échangeur 16. Ainsi, les frigories engendrées par la détente dynamique dans la turbine 132 sont transmises par échange thermique dans le premier échangeur 16 au courant de gaz naturel de charge 15. Cette détente dynamique permet de récupérer 2293 kW d'énergie.
[0095] En outre, une fraction de recompression 140 est prélevée dans le courant de tête riche en méthane réchauffé 84 entre la sortie du premier échangeur 16 et l'entrée du premier compresseur 28. Cette fraction de recompression 140 est introduite dans le troisième compresseur 134 accouplé à la deuxième turbine 132 pour être comprimée jusqu'à une pression inférieure à 30 bars et notamment égale à 24,5 bars et une température d'environ 65°C. La fraction de recompression comprimée 142 est réintroduite dans le courant riche en méthane refroidi entre la sortie du premier compresseur 28 et l'entrée du premier refroidisseur à air 30.
[0096] Le débit molaire de la fraction de recompression 140 est supérieur à 20% du débit molaire du courant de gaz de charge 15.
[0097] Le tableau 7 illustre l'effet de la présence du quatrième courant de recirculation 136. Une diminution de la puissance consommée de 17,5% comparée à l'état de la technique est observée, et de 6,4% entre la quatrième installation 130 et la troisième installation 120.
| Récupération d'éthane | Débit recyclé à la turbine 22 | Débit recyclé à la turbine auxiliaire 132 | Puissance du compresseur 32 | Pression de la colonne 26 | Débit du courant 126 |
| % mole | kgmol/h | kqmol/h | kW | bars | kgmol/h |
| 99.14 | 3500 | 10 | 17920 | 18 | 2000 |
| 99.23 | 100 | 3700 | 16760 | 18 | 1600 |
| 99.16 | 0 | 3750 | 16770 | 18 | 1430 |
| Courant | Température (°C) | Pression (bars) | Débit (kgmoles/h) |
| 12 | 40 | 62,6 | 12083 |
| 14 | 37 | 30,7 | 2917 |
| 15 | 40 | 62 | 15000 |
| 40 | -30 | 61 | 15000 |
| 42 | -30 | 61 | 12055 |
| 46 | -30 | 61 | 11240 |
| 52 | -107,5 | 18 | 815 |
| 56 | -38 | 39,7 | 2944 |
| 60 | -38 | 39,7 | 2215 |
| 64 | -107,4 | 18 | 729 |
| 80 | 8,3 | 18 | 2917 |
| 82 | -109,9 | 17,8 | 15933 |
| 84 | 31,2 | 16,8 | 19633 |
| 86 | 40 | 62,6 | 18033 |
| 88 | 40 | 62,6 | 2250 |
| 90 | -45 | 62,1 | 2250 |
| 94 | -111 | 18 | 2150 |
| 96 | -45 | 62,1 | 100 |
| 100 | -30,1 | 61 | 11340 |
| 102 | -78,2 | 17,9 | 11340 |
| 126 | 40 | 34,3 | 1600 |
| 128 | -111 | 18 | 1600 |
| 138 | -36,8 | 17,3 | 3700 |
| 142 | 65 | 24,5 | 6881 |
[0098] Dans une variante du quatrième procédé, la totalité du premier courant de recirculation refroidi 90 issu du premier échangeur 16 est introduite dans le deuxième échangeur 24. Le débit de la deuxième partie 96 de ce courant représenté sur la figure 4 est nul.
[0099] Dans cette variante, le deuxième courant de recirculation est alors formé par le quatrième courant de recirculation 136 qui est amené jusqu'à la turbine de détente dynamique 132 pour produire des frigories.
[0100] En outre, la mise en oeuvre de cette variante du procédé selon l'invention ne nécessite pas de prévoir une conduite permettant de dériver une partie du premier courant de recirculation refroidi 90 vers la première turbine 22, de sorte que l'installation 130 peut en être dépourvue.
[0101] Une cinquième installation 150 selon l'invention est représentée sur la figure 5. Cette cinquième installation 150 est destinée à la mise en oeuvre d'un cinquième procédé selon l'invention.
[0102] Cette installation 150 est destinée à l'amélioration d'une unité de production existante de l'état de la technique, telle que décrite par exemple dans le brevet américain US 6 578 379, en conservant la puissance consommée par le deuxième compresseur 32 constante, notamment lorsque la teneur en hydrocarbures en C2+ dans le gaz de charge 15 augmente sensiblement.
[0103] Le gaz naturel de charge 15 est, dans cet exemple et dans les suivants, un gaz naturel déshydraté et décarbonaté composé principalement de méthane et d'hydrocarbures en C2+, comprenant en moles 0,3499 % d'azote, 89,5642 % de méthane, 5,2579 % d'éthane, 2,3790 % de propane, 0,5398 % de i-butane, 0,6597 % de n-butane, 0,2399 % de i-pentane, 0,1899 % de n-pentane, 0,1899 % de n-hexane, 0,1000 % de n-heptane, 0,0300 % de n-octane, 0,4998 % de CO2.
[0104] Dans l'exemple présenté la coupe d'hydrocarbures en C2+ possède toujours la même composition qui est celle indiquée dans le Tableau 9 :
| Ethane | 54,8494 | % mole |
| Propane | 24,8173 | % mole |
| i-Butane | 5,6311 | % mole |
| n-Butane | 6,8815 | % mole |
| i-Pentane | 2,5026 | % mole |
| n-Pentane | 1,9810 | % mole |
| C6+ | 3,3371 | % mole |
| Total | 100 | % mole |
[0105] La cinquième installation 150 selon l'invention diffère de la première installation 10 en ce qu'elle comprend un troisième échangeur thermique 152, un quatrième échangeur thermique 154 et un troisième compresseur 134.
[0106] L'installation est en outre dépourvue du refroidisseur à air à la sortie du premier compresseur 28. Le premier refroidisseur à air 30 est situé à la sortie du deuxième compresseur 32.
[0107] Elle comprend cependant un deuxième refroidisseur à air 34 monté à la sortie du troisième compresseur 134.
[0108] Le cinquième procédé selon l'invention diffère du premier procédé selon l'invention en ce qu'un courant de prélèvement 158 est prélevé dans le courant de tête riche en méthane 82 entre la sortie de la colonne de séparation 26 et le deuxième échangeur thermique 24.
[0109] Le débit de courant de prélèvement 158 est inférieur à 15 % du débit du courant de tête riche en méthane 82 issu de la colonne 26.
[0110] Le courant de prélèvement 158 est alors introduit successivement dans le troisième échangeur thermique 152, pour y être réchauffé jusqu'à une première température inférieure à la température ambiante, puis dans le quatrième échangeur thermique 154, pour y être réchauffé jusqu'à sensiblement la température ambiante.
[0111] La première température est en outre inférieure à la température du courant de gaz naturel de charge refroidi 40 alimentant le premier ballon séparateur 18.
[0112] Le courant 158 ainsi refroidi est passé dans le troisième compresseur 134 et dans le refroidisseur 34, pour le refroidir jusqu'à la température ambiante avant d'être introduit dans le quatrième échangeur thermique 154 et former un courant de prélèvement comprimé refroidi 160.
[0113] Ce courant de prélèvement comprimé refroidi 160 présente une pression supérieure ou égale à celle du courant de gaz de charge 15. Cette pression est inférieure à 63 bars, et sensiblement égale à 61.5 bars. Le courant 160 présente une température inférieure à 40°C et sensiblement égale à - 40°C. Cette température est sensiblement égale à la température du courant de gaz naturel de charge refroidi 40 alimentant le premier ballon séparateur 18.
[0114] Le courant de prélèvement comprimé refroidi 160 est séparé en une première partie 162 qui est successivement passée dans le troisième échangeur thermique 152 pour y être refroidie jusqu'à sensiblement la première température, puis dans une vanne de contrôle de pression 164 pour former une première partie détendue refroidie 166.
[0115] Le débit molaire de la première partie 162 représente au moins 4% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge 15.
[0116] La pression de la première partie détendue refroidie 166 est inférieure à la pression de la colonne 26 et est notamment égale à 20,75 bars.
[0117] Le rapport du débit molaire de la première partie 162 au débit molaire du courant de prélèvement comprimé refroidi 160 est supérieur à 0,25. Le débit molaire de la première partie 162 est supérieur à 4% du débit molaire du courant de gaz naturel de charge 15.
[0118] Une deuxième partie 168 du courant de prélèvement comprimé refroidi est introduite, après passage dans une vanne de détente statique 170, en mélange avec le flux d'alimentation 46 de la première turbine 22 pour former le flux d'alimentation 100 de cette turbine 22.
[0119] Ainsi, la deuxième partie 168 constitue le deuxième courant de recirculation selon l'invention qui est introduit dans la turbine 22 pour y produire des frigories.
[0120] En variante (non représentée), la deuxième partie 168 est introduite dans le courant de gaz naturel de charge refroidi 40 en amont du premier ballon séparateur 18, comme représenté sur la figure 2.
[0121] Le Tableau 10 illustre les puissances consommées par le compresseur 32 et le compresseur 134 en fonction du débit de coupe C2+ présent dans le gaz naturel de charge.
[0122] Ce tableau permet de constater qu'il est possible de conserver le deuxième compresseur 32, sans modifier sa taille, pour une installation de production recevant un gaz plus riche en hydrocarbures en C2+, sans dégrader la récupération en éthane.
| Augmentation de la teneur en C2+ dans le courant de charge | Récupération d'éthane | Puissance du compresseur 32 | Puissance de la turbine 22 | Débit de coupe C2+ dans le courant de charge 15 | Puissance du compresseur 134 |
| % mole | % mole | kW | kW | kgmol/h | kW |
| 0 | 99.20 | 12120 | 3087 | 1438 | 0 |
| 10 | 99.24 | 12150 | 3276 | 1582 | 963.9 |
| 20 | 99.19 | 12140 | 3444 | 1726 | 1789 |
| 30 | 99.21 | 12160 | 3599 | 1870 | 2677 |
[0123] Des exemples de température, de pression et de débit massique des différents courants illustrés dans le procédé de la figure 5 sont résumés dans le tableau 11 ci-dessous.
| Courant | Température (°C) | Pression (bars) | Débit (kgmoles/h) |
| 12 | 40 | 63,1 | 13072 |
| 14 | 14,6 | 25,8 | 1928 |
| 15 | 24 | 62 | 15000 |
| 40 | -42 | 61 | 15000 |
| 42 | -42 | 61 | 12903 |
| 46 | -42 | 61 | 10503 |
| 52 | -104,6 | 20,8 | 2400 |
| 56 | -38 | 39,7 | 2097 |
| 60 | -38 | 39,7 | 1301 |
| 64 | -104,4 | 20,8 | 796 |
| 80 | 14,1 | 20,8 | 1928 |
| 82 | -106,7 | 20,6 | 16322 |
| 84 | 20,8 | 19,6 | 14022 |
| 86 | 40 | 63,1 | 14022 |
| 88 | 40 | 63,1 | 950 |
| 90 | -45 | 62,6 | 950 |
| 94 | -107,3 | 20,8 | 950 |
| 100 | -42 | 61 | 12090 |
| 102 | -87,7 | 20,6 | 12090 |
| 158 | -106,7 | 20,6 | 2300 |
| 160 | -40 | 61,5 | 2300 |
| 166 | -104,7 | 20,8 | 713 |
| 168 | -40 | 61,5 | 1587 |
[0124] Une sixième installation selon l'invention 180 est représentée sur la figure 6. Cette sixième installation 180 est destinée à la mise en oeuvre d'un sixième procédé selon l'invention.
[0125] Cette sixième installation 180 diffère de la cinquième installation 150 en ce qu'elle comprend en outre un quatrième compresseur 182, une deuxième turbine de détente 132 accouplée au quatrième compresseur 182, et un troisième refroidisseur à air 184.
[0126] A la différence du cinquième procédé, le courant de prélèvement 158 est introduit, après son passage dans le quatrième échangeur 154, successivement dans le quatrième compresseur 182, dans le troisième refroidisseur à air 184 avant d'être introduit dans le troisième compresseur 134.
[0127] En outre, un courant de dérivation secondaire 186 est prélevé dans la première partie 162 du courant de prélèvement comprimé refroidi 160 avant son passage dans le troisième échangeur 152.
[0128] Le courant de dérivation secondaire 186 est ensuite convoyé jusqu'à la deuxième turbine de détente 132 pour être détendu jusqu'à une pression inférieure à 25 bars et notamment sensiblement égale à 23 bars, ce qui abaisse sa température à moins de - 90°C et notamment à - 94,6 °C.
[0129] Le courant de dérivation secondaire détendu 188 ainsi formé est introduit en mélange dans le courant de prélèvement 158 avant son passage dans le troisième échangeur 152.
[0130] Le débit du courant de dérivation secondaire est inférieur à 75 % du débit du courant 160 pris à la sortie du quatrième échangeur 154.
[0131] Comme le montre le Tableau 12 ci-dessous, il est ainsi possible d'augmenter la teneur en C2+ dans le courant de charge sans modifier la puissance consommée par le compresseur 32, ni modifier la puissance développée par la première turbine de détente 22, tout en minimisant la puissance consommée par le compresseur 134.
| Augmentation de la teneur en C2+ dans courant de charge | Récupération d'éthane | Puissance du compresseur 32 | Puissance de la turbine 22 | Débit de coupe C2+ dans le courant de charge 15 | Puissance du compresseur 134 | Puissance de la turbine 132 |
| % mole | % mole | kW | kW | kgmol/h | kW | kW |
| 0 | 99.20 | 12120 | 3087 | 1438 | 0 | 0 |
| 10 | 99.25 | 12111 | 3072 | 1582 | 913.3 | 228 |
| 20 | 99.27 | 12100 | 3064 | 1726 | 1740 | 417 |
| 30 | 99.17 | 12130 | 3053 | 1870 | 2481 | 569 |
[0132] Des exemples de température de pression et de débit massique des différents courants illustrés dans le procédé de la Figure 6 sont donnés dans le Tableau 13 ci-dessous.
| Courant | Température (°C) | Pression (bars) | Débit (kgmoles/h) |
| 12 | 40 | 63,1 | 13071 |
| 14 | 15,7 | 26,3 | 1929 |
| 15 | 24 | 62 | 15000 |
| 40 | -42 | 61 | 15000 |
| 42 | -42 | 61 | 12903 |
| 46 | -42 | 61 | 10503 |
| 52 | -104 | 21,3 | 2400 |
| 56 | -38 | 39,7 | 2097 |
| 60 | -38 | 39,7 | 1301 |
| 64 | -103,8 | 21,3 | 796 |
| 80 | 15,2 | 21,3 | 1929 |
| 82 | -106,1 | 21 | 14671 |
| 84 | 19,7 | 20,1 | 13921 |
| 86 | 40 | 63,1 | 13921 |
| 88 | 40 | 63,1 | 850 |
| 90 | -45 | 62,6 | 850 |
| 94 | -106,6 | 21,3 | 850 |
| 100 | -42 | 61 | 10503 |
| 102 | -85,6 | 21,1 | 10503 |
| 158 | -106,1 | 21 | 750 |
| 160 | -42 | 61,5 | 2778 |
| 166 | -106,5 | 21,3 | 750 |
| 168 | -42 | 61,5 | 750 |
| 188 | -94,6 | 23 | 2028 |
[0133] Une septième installation 190 selon l'invention est représentée sur la figure 7. Cette septième installation est destinée à la mise en oeuvre d'un septième procédé selon l'invention.
[0134] La septième installation 190 diffère de la deuxième installation 110 par la présence d'un troisième échangeur thermique 152, par la présence d'un troisième compresseur 134 et d'un deuxième refroidisseur à air 34, et par la présence d'un quatrième compresseur 182 accouplé à un troisième refroidisseur à air 184. En outre, le quatrième compresseur 182 est couplé à une deuxième turbine de détente 132.
[0135] Le septième procédé selon l'invention diffère du deuxième procédé selon l'invention en ce que le deuxième courant de recirculation est formé par une fraction de prélèvement 192 prise dans le courant de tête riche en méthane comprimé 86, en aval du prélèvement du premier courant de recirculation 88.
[0136] La fraction de prélèvement 192 est ensuite convoyée jusqu'au troisième échangeur thermique 152, après passage dans une vanne 194 pour former une fraction de prélèvement refroidie détendue 196. Cette fraction 196 présente une pression inférieure à 63 bars et notamment égale à 61,5 bars et une température inférieure à 40 °C et notamment égale à - 20,9 °C.
[0137] Le débit de la fraction de prélèvement 192 est inférieur à 1 % du débit du courant 82 pris à la sortie de la colonne 26.
[0138] Le courant de gaz naturel de charge 15 est séparé en un premier flux de charge 191A convoyé jusqu'au premier échangeur thermique 16 et en un deuxième flux de charge 191B convoyé jusqu'au troisième échangeur thermique 152, par contrôle de débit par la vanne 191C. Les flux de charge 191A, 191B, après leur refroidissement dans les échangeurs respectifs 16, 152, sont mélangés entre eux à la sortie des échangeurs respectifs 16, et 152 pour former le flux de gaz naturel de charge refroidi 40 avant son introduction dans le premier ballon séparateur 18.
[0139] Le rapport du débit du flux de charge 191A au débit du flux de charge 191B est compris entre 0 et 0.5.
[0140] La fraction prélevée 196 est introduite dans le premier flux de charge 191A à la sortie du premier échangeur 16 avant son mélange avec le deuxième flux de charge 191B.
[0141] Un courant de refroidissement secondaire 200 est prélevé dans le courant de tête riche en méthane comprimé 86, en aval du prélèvement de la fraction de prélèvement 192.
[0142] Ce courant de refroidissement secondaire 200 est transféré jusqu'à la turbine de détente dynamique 132 pour être détendu jusqu'à une pression inférieure à la pression de la colonne 26 et notamment égale à 22 bars et fournir des frigories. Le courant de refroidissement secondaire détendu 202 issu de la turbine 132 est ensuite introduit, à une température inférieure à 40°C et notamment égale à - 23,9°C dans le troisième échangeur 152 pour s'y réchauffer par échange thermique avec les flux 191 B et 192 jusqu'à sensiblement la température ambiante.
[0143] Puis, le courant de refroidissement secondaire réchauffé 204 est réintroduit dans le courant de tête riche en méthane 82 à la sortie du premier échangeur 16, avant passage dans le premier compresseur 28.
[0144] En outre, une fraction de recompression 206 est prélevée dans le courant de tête riche en méthane réchauffé 84 en aval de l'introduction du courant de refroidissement secondaire réchauffé 204, puis est passée successivement dans le quatrième compresseur 182, dans le troisième refroidisseur à air 184, dans le troisième compresseur 134, puis dans le deuxième refroidisseur à air 34. Cette fraction 208 est ensuite réintroduite dans le courant de tête riche en méthane comprimé 86 issu du deuxième compresseur 32, en amont du prélèvement du premier courant de recirculation 88.
[0145] Le courant riche en méthane comprimé 86 issu du refroidisseur 30 et recevant la fraction 208 est avantageusement à température ambiante.
[0146] Comme l'illustre le tableau 14 ci-dessous, le septième procédé selon l'invention permet de conserver le compresseur 32 et la turbine 22 identiques lorsque la teneur en éthane et celles des hydrocarbures en C3+ dans le gaz de charge augmentent, tout en obtenant une récupération d'éthane supérieure à 99 %.
[0147] En outre, le rendement de ce procédé est amélioré par rapport à celui du sixième procédé selon l'invention, à teneur en hydrocarbures en C2+ constante. Ceci est d'autant plus vrai que la teneur en hydrocarbures en C2+ dans le gaz de charge est importante.
| Augmentation de la teneur en C2+ dans le courant de charge | Récupération d'éthane | Puissance du compresseur 32 | Puissance de la turbine 22 | Débit de coupe C2+ dans le courant de charge | Puissance du compresseur 134 | Puissance de la turbine 132 |
| % mole | % mole | kW | kW | kgmol/h | kW | kW |
| 0 | 99.20 | 12120 | 3087 | 1438 | 0 | 0 |
| 10 | 99.21 | 12130 | 3054 | 1582 | 682 | 983.5 |
| 20 | 99.24 | 12140 | 3997 | 1726 | 1375 | 2119 |
| 30 | 99.18 | 12130 | 3974 | 1870 | 2213 | 3531 |
| 40 | 99.21 | 12170 | 2969 | 2031 | 3097 | 4629 |
[0148] Des exemples de température, de pression et de débit massique des différents courants illustrés dans le procédé de la Figure 7 sont donnés dans le Tableau 15 ci-dessous.
| Courant | Température (°C) | Pression (bars) | Débit (kgmoles/h) |
| 12 | 39,8 | 62 | 12923 |
| 14 | 20,5 | 27,7 | 2077 |
| 15 | 24 | 62 | 15000 |
| 40 | -42 | 61 | 15100 |
| 42 | -42 | 61 | 12658 |
| 46, 100 | -42 | 61 | 10878 |
| 52 | -102,2 | 22,7 | 1780 |
| 56 | -38 | 39,7 | 2442 |
| 60 | -38 | 39,7 | 1501 |
| 64 | -101,9 | 22,7 | 940 |
| 80 | 20 | 22,7 | 2077 |
| 82 | -104,2 | 22,5 | 14923 |
| 84 | 3,6 | 21,5 | 14923 |
| 86 | 40 | 62 | 23923 |
| 88 | 40 | 62 | 1900 |
| 90 | -45 | 61,5 | 1900 |
| 94 | -104,8 | 22,7 | 1900 |
| 102 | -83,1 | 22,6 | 10878 |
| 191A | 24 | 62 | 10500 |
| 191B | -21,1 | 61 | 4500 |
| 196 | -20,9 | 61,5 | 100 |
| 202 | -23,9 | 22 | 9000 |
| 208 | 40 | 62 | 8300 |
- refroidissement du courant (15) de gaz naturel de charge, avantageusement à une pression supérieure à 40 bars, dans un premier échangeur thermique (16), et introduction du courant de gaz naturel de charge refroidi (40) dans un premier ballon séparateur (18) ;
- séparation du courant de gaz naturel refroidi (40) dans le premier ballon séparateur (18) et récupération d'une fraction légère (42) essentiellement gazeuse et d'une fraction lourde (44) essentiellement liquide ;
- division de la fraction légère (42) en un flux (46) d'alimentation de turbine et en un flux secondaire (48) ;
- détente dynamique du flux d'alimentation de turbine (46) dans une première turbine de détente (22), et introduction du flux détendu (102) dans une partie intermédiaire d'une colonne de séparation (26) ;
- refroidissement du flux secondaire (48) dans un deuxième échangeur thermique (24) et introduction du flux secondaire refroidi dans une partie haute de la colonne de séparation (26) ;
- détente de la fraction lourde (44), vaporisation dans le premier échangeur thermique (16), et introduction dans un deuxième ballon séparateur (20) pour former une fraction de tête (58) et une fraction de pied (60) ;
- introduction de la fraction de tête (58), après refroidissement dans le deuxième échangeur thermique (24), dans la partie haute de la colonne de séparation (26) ;
- introduction de la fraction de pied (60) dans une partie intermédiaire de la colonne de séparation (26);
- récupération, au pied de la colonne de séparation (26), d'un courant de pied (80) riche en hydrocarbures en C2+ destiné à former la coupe (14) riche en hydrocarbures en C2+;
- prélèvement en tête de la colonne de séparation (26) d'un courant de tête (82) riche en méthane ;
- réchauffement du courant de tête (82) riche en méthane dans le deuxième échangeur thermique (24) et dans le premier échangeur thermique (16) et compression de ce courant dans au moins un premier compresseur (28) accouplé à la première turbine de détente (22) et dans un deuxième compresseur (32) pour former un courant (12) riche en méthane à partir du courant de tête (86) riche en méthane comprimé ;
- prélèvement dans le courant de tête riche en méthane (82, 84, 86) d'un premier courant (88) de recirculation ;
- passage du premier courant de recirculation (88) dans le premier échangeur thermique (16) et dans le deuxième échangeur thermique (24) pour le refroidir, puis introduction d'au moins une première partie du premier courant de recirculation refroidi (94) dans la partie haute de la colonne de séparation (26) ;
caractérisé en ce que le procédé comprend les étapes suivantes :- formation d'au moins un deuxième courant (96 ; 136 ; 168 ; 192) de recirculation obtenu à partir du courant de tête riche en méthane (82) en aval de la colonne de séparation (26) ;
- formation d'un courant (100; 136) de détente dynamique à partir du deuxième courant de recirculation (96; 136; 168; 192) et introduction du courant de détente dynamique (100 ; 136) dans une turbine de détente (22 ; 132) pour produire des frigories, et en ce que le deuxième courant de recirculation (96) est introduit dans un courant (40 ; 46) situé en aval du premier échangeur thermique (16) et en amont de la première turbine de détente (22) pour former le courant de détente dynamique (100).
- prélèvement d'un courant de prélèvement (158) dans le courant de tête riche en méthane (82), avant son passage dans le premier compresseur (28) et dans le deuxième compresseur (32) ;
- compression du courant de prélèvement (158) dans un troisième compresseur (134),
- formation du deuxième courant de recirculation (168) à partir du courant de prélèvement comprimé issu du troisième compresseur (134), après refroidissement.
- prélèvement d'un courant (186) de dérivation secondaire dans le courant de prélèvement comprimé refroidi (160) issu du troisième compresseur (134) et du quatrième compresseur (182) ;
- détente dynamique du courant de dérivation secondaire (186) dans une deuxième turbine de détente (132) accouplée au quatrième compresseur (182) ;
- introduction du courant (188) de dérivation secondaire détendu dans le courant de prélèvement (158) avant son passage dans le troisième compresseur (134) et dans le quatrième compresseur (182).
- introduction du deuxième courant de recirculation (192) dans un troisième échangeur thermique (152) ;
- séparation du courant de gaz naturel de charge (15) en un premier flux de charge (191A) et en un deuxième flux de charge (191B);
- mise en relation d'échange thermique du deuxième flux de charge (191B) avec le deuxième courant de recirculation (192) dans le troisième échangeur thermique (152)
- mélange du deuxième flux de charge (191B) après refroidissement dans le troisième échangeur thermique (152) avec le premier flux de charge (191A), en aval du premier échangeur (16) et en amont du premier ballon séparateur (18).
- prélèvement d'un courant de refroidissement secondaire (200) dans le courant de tête riche en méthane comprimé (86), en aval du premier compresseur (28) et en aval du deuxième compresseur (32) ;
- détente dynamique du courant de refroidissement secondaire (200) dans une deuxième turbine de détente (132) et passage du courant de refroidissement secondaire détendu (202) dans le troisième échangeur thermique (152) pour le mettre en relation d'échange thermique avec le deuxième flux de charge (191B) et avec le deuxième courant de recirculation (192) ;
- réintroduction du courant de refroidissement secondaire détendu (202) dans le courant riche en méthane (82), avant son passage dans le premier compresseur (28) et dans le deuxième compresseur (32) ;
- prélèvement d'une fraction de recompression (206) dans le courant riche en méthane refroidi (84), en aval de l'introduction du courant de refroidissement secondaire détendu (204) et en amont du premier compresseur (28) et du deuxième compresseur (32);
- compression de la fraction de recompression (206) dans au moins un compresseur (182) accouplé à la deuxième turbine de détente (132) et réintroduction de la fraction de recompression comprimée dans le courant riche en méthane comprimé (86) issu du premier compresseur (28) et du deuxième compresseur (32).
- prélèvement d'une fraction de recompression (140) dans le courant de tête riche en méthane réchauffé (84) issu du premier échangeur thermique (16) et du deuxième échangeur thermique (24) ;
- compression de la fraction de recompression (140) dans un troisième compresseur (134) accouplé à la deuxième turbine de détente (132) ;
- introduction de la fraction de recompression comprimée (142) dans le courant riche en méthane comprimé issu du premier compresseur (28).
- un premier échangeur thermique (16) pour refroidir le courant de gaz naturel de charge (15) circulant avantageusement à une pression supérieure à 40 bars,
- un premier ballon séparateur (18),
- des moyens d'introduction du courant de gaz naturel de charge refroidi (40) dans le premier ballon séparateur (18), le courant de gaz naturel refroidi étant séparé dans le premier ballon séparateur pour récupérer une fraction légère (42) essentiellement gazeuse et une fraction lourde (44) essentiellement liquide ;
- des moyens de division de la fraction légère en un flux (46) d'alimentation de turbine et en un flux secondaire (48) ;
- une première turbine (22) de détente dynamique du flux d'alimentation de turbine (46) ;
- une colonne de séparation (26) ;
- des moyens d'introduction du flux (102) détendu dans la première turbine de détente dynamique (22) dans une partie intermédiaire de la colonne de séparation (26);
- un deuxième échangeur thermique (24) pour le refroidissement du flux secondaire (48) et des moyens d'introduction du flux secondaire refroidi (52) dans une partie haute de la colonne de séparation (26) ;
- des moyens de détente de la fraction lourde (44) et des moyens de passage de la fraction lourde (44) dans le premier échangeur thermique (16) ;
- un deuxième ballon séparateur (20) ;
- des moyens d'introduction de la fraction lourde (44) issue du premier échangeur thermique (16) dans le deuxième ballon séparateur (20) pour former une fraction de tête (58) et une fraction de pied (60) ;
- des moyens d'introduction de la fraction de tête (58), après passage dans le deuxième échangeur (24) pour la refroidir, dans la partie haute de la colonne de séparation (26) ;
- des moyens d'introduction de la fraction de pied (60) dans une partie intermédiaire de la colonne de séparation (26) ;
- des moyens de récupération, au pied de la colonne de séparation (26), d'un courant de pied (80) riche en hydrocarbure en C2+ destiné à former la coupe (14) riche en hydrocarbure en C2+;
- des moyens de prélèvement en tête de la colonne de séparation (26) d'un courant de tête (82) riche en méthane ;
- des moyens d'introduction du courant de tête riche en méthane (82) dans le deuxième échangeur thermique (24) et dans le premier échangeur thermique (16) pour le réchauffer ;
- des moyens de compression du courant de tête riche en méthane comprenant au moins un premier compresseur (28) accouplé à la première turbine (22) et un deuxième compresseur (32) pour former le courant riche en méthane (12) à partir du courant de tête riche en méthane comprimé (86) ;
- des moyens de prélèvement dans le courant de tête riche en méthane (82, 84, 86) d'un premier courant de recirculation (88) ;
- des moyens de passage du premier courant de recirculation (88) dans le premier échangeur thermique (16) puis dans le deuxième échangeur thermique (24) pour le refroidir ;
- des moyens d'introduction d'au moins une partie du premier courant de recirculation refroidi (94) dans la partie haute de la colonne de séparation (26) ;
caractérisé en ce que l'installation comprend :- des moyens de formation d'au moins un deuxième courant de recirculation (96 ; 136 ; 168 ; 192) obtenu à partir du courant de tête riche en méthane (82) en aval de la colonne de séparation (26) ;
- des moyens de formation d'un courant de détente dynamique (100 ; 136) à partir du deuxième courant de recirculation (96 ; 136 ; 168 ; 192) ;
- des moyens d'introduction du courant de détente dynamique (100 ; 136) dans une turbine de détente (22 ; 132) pour produire des frigories, et en ce que les moyens de formation d'un courant de détente dynamique (100) à partir du deuxième courant de recirculation (96 ; 168 ; 192) comprennent des moyens d'introduction du deuxième courant de recirculation (96; 168; 192) dans un courant (40 ; 46) circulant en aval du premier échangeur thermique (16) et en amont de la première turbine de détente (22) pour former le courant de détente dynamique (100).
- Kühlen des Stroms (15) aus Ladeerdgas, vorteilhafterweise bei einem Druck von mehr als 40 bar, in einem ersten Wärmetauscher (16) und Einführen des Stroms aus gekühltem Ladeerdgas (40) in einen ersten Trennballon (18);
- Trennen des Stroms aus gekühltem Erdgas (40) im ersten Trennballon (18) und Wiedergewinnen einer leichten Fraktion (42), die im Wesentlichen gasförmig ist, und einer schweren Fraktion (44), die im Wesentlichen flüssig ist;
- Teilen der leichten Fraktion (42) in einen Fluss (46) zur Versorgung der Turbine und einen sekundären Fluss (48);
- dynamisches Expandieren des Versorgungsstroms der Turbine (46) in einer ersten Expansionsturbine (22) und Einführen des expandierten Flusses (102) in einen Zwischenteil einer Trennsäule (26);
- Kühlen des sekundären Flusses (48) in einem zweiten Wärmetauscher (24) und Einführen des gekühlten sekundären Flusses in einen oberen Teil der Trennsäule (26);
- Expandieren der schweren Fraktion (44), Zerstäubung im ersten Wärmetauscher (16) und Einführung in einen zweiten Trennballon (20), um eine Kopffraktion zu bilden (58) und eine Fußfraktion (60) zu bilden;
- Einführen der Kopffraktion (58) nach dem Kühlen im zweiten Wärmetauscher (24) in den oberen Teil der Trennsäule (26);
- Einführen der Fußfraktion (60) in einen Zwischenteil einer Trennsäule (26);
- Wiedergewinnen, am Fuß der Trennsäule (26), eines C2+-Kohlenwasserstoffenreichen Fußstroms (80), der ausgelegt ist, den C2+-Kohlenwasserstoffen-reichen Schnitt (14) zu bilden,
- Entnehmen, am Kopf der Trennsäule (26), eines methanreichen Kopfstroms (82);
- Erwärmen des methanreichen Kopfstroms (82) im zweiten Wärmetauscher (24) und im ersten Wärmetauscher (16) und komprimieren dieses Stromes in mindestens einem ersten Kompressor (28), der an die erste Expansionsturbine (22) gekoppelt ist, und in einem zweiten Kompressor (32), um einen methanreichen Strom (12) ausgehend vom komprimierten methanreichen Kopfstrom (86) zu bilden;
- Entnehmen, aus dem methanreichen Kopfstrom (82, 84, 86), eines ersten Rückführungsstroms (88);
- Leiten des ersten Rückführungsstroms (88) in den ersten Wärmetauscher (16) und in den zweiten Wärmetauscher (24), um ihn zu kühlen, dann Einführen von mindestens einem ersten Teil des gekühlten Rückführungsstroms (94) in den oberen Teil der Trennsäule (26),
dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren die folgenden Schritte umfasst:- Bilden mindestens eines zweiten Rückführungsstroms (96; 136; 168; 192), erhalten ausgehend vom methanreichen Kopfstrom (82), nachgeordnet von der Trennsäule (26);
- Bilden eines dynamischen Expansionsstroms (100; 136) ausgehend vom zweiten Rückführungsstrom (96; 136; 168; 192) und Einführen des dynamischen Expansionsstroms (100; 136) in eine Expansionsturbine (22; 136), um Frigories zu produzieren, und dadurch, dass der zweite Rückführungsstrom (96) in einen Strom (40; 46) eingeführt wird, der sich nachgelagert vom ersten Wärmetauscher (16) und vorgelagert von der ersten Expansionsturbine (22) befindet, um den dynamischen Expansionsstrom (100) zu bilden.
- Entnehmen eines Entnahmestroms (158) aus dem methanreichen Kopfstrom (82) vor seiner Leitung in den ersten Kompressor (28) und in den zweiten Kompressor (32);
- Komprimieren des Entnahmestroms (158) in einem dritten Kompressor (134),
- Bilden des zweiten Rückführungsstroms (168) ausgehend vom komprimierten Entnahmestrom, der aus dem dritten Kompressor (134) stammt, nach dem Kühlen.
- Entnehmen eines sekundären Ableitungsstroms (186) aus dem gekühlten komprimierten Entnahmestrom (160), der aus dem dritten Kompressor (134) und dem vierten Kompressor (182) stammt;
- dynamisches Expandieren des sekundären Ableitungsstroms (186) aus einer zweiten Expansionsturbine (132), die an den vierten Kompressor (182) gekoppelt ist;
- Einführen des sekundären expandierten Ableitungsstroms (188), in den Entnahmestrom (158) vor seiner Leitung in den dritten Kompressor (134) und in den vierten Kompressor (182).
- Einführen des zweiten Rückführungsstroms (192) in einen dritten Wärmetauscher (152),
- Trennen des Stroms aus Ladeerdgas (15) in einen ersten Ladefluss (191A) und einen zweiten Ladefluss (191B);
- Versetzen des zweiten Ladestroms (191B) in Wärmetauschbeziehung mit dem zweiten Rückführungsstrom (192) im dritten Wärmetauscher (152),
- Mischen des zweiten Ladeflusses (191B) nach dem Kühlen im dritten Wärmetauscher (152) mit dem ersten Ladefluss (191A) nachgelagert vom ersten Wärmetauscher (16) und vorgelagert vom ersten Trennballon (18).
Entnehmen eines sekundären Kühlstroms (200) aus dem methanreichen komprimierten Kopfstrom (86), nachgelagert vom ersten Kompressor (28) und nachgelagert vom zweiten Kompressor (32);
- dynamisches Expandieren des sekundären Kühlstroms (200) in einer zweiten Expansionsturbine (132), und Leitung des expandierten sekundären Kühlstroms (202) in den dritten Wärmetauscher (152), um ihn in Wärmetauschbeziehung mit dem zweiten Ladefluss (191 B) und mit dem zweiten Rückführungsstrom (192) zu bringen;
- Wiedereinführen des expandierten sekundären Kühlstroms (202) in den methanreichen Strom, (82), vor seiner Leitung in den ersten Kompressor (28) und in den zweiten Kompressor (32);
- Entnehmen einer Wiederkomprimierungsfraktion (206) aus dem gekühlten methanreichen Strom (84) und nachgelagert von der Einführung des expandierten sekundären Kühlstroms (204) und vorgelagert vom ersten Kompressor (28) und vom zweiten Kompressor (32);
- Komprimieren der Wiederkomprimierungsfraktion (206) in mindestens einem Kompressor (182), der an die zweite Expansionsturbine (132) gekoppelt ist, und Wiedereinführen der komprimierten Wiederkomprimierungsfraktion in den komprimierten methanreichen Strom (86), der aus dem ersten Kompressor (28) und vom zweiten Kompressor (32) stammt.
- Entnehmen einer Wiederkomprimierungsfraktion (140) aus dem erwärmten methanreichen Kopfstrom (84), der aus dem ersten Wärmetauscher (16) und dem zweiten Wärmetauscher (24) stammt
- Komprimieren der Wiederkomprimierungsfraktion (140) in einem dritten Kompressor (134), der mit der zweiten Expansionsturbine (132) gekoppelt ist,
- Einführen der komprimierten Wiederkomprimierungsfraktion (142) in den komprimierten methanreichen Strom, der aus dem ersten Kompressor (28) stammt.
- einen ersten Wärmetauscher (16) um den Strom aus Ladeerdgas (15) zu kühlen, der vorteilhafterweise mit einem Druck von mehr als 40 Bar zirkuliert,
- einen ersten Trennballon (18),
- Mittel zum Einführen des Stroms aus gekühltem Ladeerdgas (40) in den ersten Trennballon (18), wobei der gekühlte Erdgasstrom (40) im ersten Trennballon (18) getrennt wird, um eine leichte Fraktion (42), die im Wesentlichen gasförmig ist, und eine schwere Fraktion (44), die im Wesentlichen flüssig ist, wiederzugewinnen;
- Mittel zum Trennen der leichten Fraktion in einen Fluss (46) zur Versorgung der Turbine und einen sekundären Fluss (48);
- einen erste dynamische Expansionsturbine (22) des Versorgungsstroms der Turbine (46)
- einen Trennsäule (26);
- Mittel zum Einführen des Flusses (102), der in der ersten dynamischen Expansionsturbine (22) expandiert wurde, in einen Zwischenteil der Trennsäule (26);
- einen zweiten Wärmetauscher (24) zum Kühlen des sekundären Flusses (48) und Mittel zum Einführen des gekühlten sekundären Flusses (52) in einen oberen Teil des Trennsäule (26);
- Mittel zur Expansion der schweren Fraktion (44) und Mittel zur Leitung der schweren Fraktion (44) in den ersten Wärmetauscher (16);
- einen zweiten Trennballon (20);
- Mittel zum Einführen der schweren Fraktion (44), die aus dem ersten Wärmetauscher (16) stammt, in den zweiten Trennballon (20), um eine Kopffraktion (58) und eine Fußfraktion (60) zu bilden;
- Mittel zum Einführen der Kopffraktion (58), nach der Leitung in den zweiten Wärmetauscher (24), um sie zu kühlen, in den oberen Teil des Trennsäule (26),
- Mittel zum Einführen der Fußfraktion (60) in einen Zwischenteil einer Trennsäule (26);
- Mittel zum Wiedergewinnen, am Fuß der Trennsäule (26), eines C2+-Kohlenwasserstoffen-reichen Fußstroms (80), ausgelegt, um den C2+-Kohlenwasserstoffen-reichen Schnitt (14) zu bilden;
- Mittel zum Entnehmen, am Kopf der Trennsäule (26), eines methanreichen Kopfstroms (82);
- Mittel zum Einführen des methanreichen Kopfstroms (82), in den zweiten Wärmetauscher (24) und in den ersten Wärmetauscher (16), um ihn zu erwärmen;
- Mittel zum Komprimieren des methanreichen Kopfstroms, umfassend mindestens einen ersten Kompressor (28), der an die erste Turbine (22) gekoppelt ist, und eine zweiten Kompressor (32), um den methanreichen Strom (12), ausgehend vom komprimierten methanreichen Kopfstrom (86) zu bilden;
- Mittel zum Entnehmen, aus dem methanreichen Kopfstrom (82, 84, 86), eines ersten Rückführungsstroms (88);
- Mittel zum Leiten des ersten Rückführungsstroms (88) in den ersten Wärmetauscher (16) dann in den zweiten Wärmetauscher (24), um ihn zu kühlen;
- Mittel zum Einführen von mindestens einem ersten Teil des gekühlten Rückführungsstroms (94) in den oberen Teil des Trennsäule (26),
dadurch gekennzeichnet, dass die Installation Folgendes umfasst:Mittel zum Bilden mindestens eines zweiten Rückführungsstroms (96; 136; 168; 192), erhalten ausgehend vom methanreichen Kopfstrom (82), nachgelagert von der Trennsäule (26);
- Mittel zum Bilden eines dynamischen Expansionsstroms (100; 136) ausgehend vom zweiten Rückführungsstrom (96; 136; 168; 192);
- Mittel zum Einführen des dynamischen Expansionsstroms (100; 136) in eine Expansionsturbine (22; 132), um Frigories zu erzeugen, und dadurch, dass die Mittel zum Bilden eines dynamischen Expansionsstroms (100) ausgehend vom zweiten Rückführungsstrom (96; 168; 192) Mittel zum Einführen eines zweiten Rückführungsstroms (96; 168; 192) in einen Strom (40; 46) umfassen, der nachgelagert vom ersten Wärmetauscher (16) und vorgelagert von der ersten Expansionsturbine (22) zirkuliert, um den dynamischen Expansionsstrom (100) zu bilden.
- cooling the feed natural gas flow (15), advantageously at a pressure greater than 40 bar, in a first heat exchanger (16) and introducing the cooled, feed natural gas flow (40) into a first separation flask (18);
- separating the cooled natural gas flow (40) in the first separation flask (18) and recovering a light fraction (42) which is substantially gaseous and a heavy fraction (44) which is substantially liquid;
- dividing the light fraction (42) into a flow (46) for supplying to a turbine and a secondary flow (48);
- dynamic expansion of the turbine supply flow (46) in a first expansion turbine (22) and introducing the expanded flow (102) into an intermediate portion of a separation column (26);
- cooling the secondary flow (48) in a second heat exchanger (24) and introducing the cooled secondary flow into an upper portion of the separation column (26);
- expanding the heavy fraction (44), vaporisation in the first heat exchanger (16) and introduction into a second separation flask (20) in order to form a head fraction (58) and a bottom fraction (60);
- introducing the head fraction (58), after cooling in the second heat exchanger (24), in the upper portion of the separation column (26);
- introducing the bottom fraction (60) into an intermediate portion of the separation column (26);
- recovering, at the bottom of the separation column (26), a bottom flow (80) which is rich in C2+ hydrocarbons and which is intended to form the cut (14) rich in C2+ hydrocarbons;
- removing, at the head of the separation column (26), a head flow (82) rich in methane;
- reheating the head flow (82) rich in methane in the second heat exchanger (24) and in the first heat exchanger (16) and compressing that flow in at least a first compressor (28) which is coupled to the first expansion turbine (22) and in a second compressor (32) in order to form a flow (12) rich in methane from the compressed head flow (86) rich in methane;
- removing a first recirculation flow (88) from the head flow (82, 84, 86) rich in methane;
- passing the first recirculation flow (88) into the first heat exchanger (16) and into the second heat exchanger (24) in order to cool it, then introducing at least a first portion of the first cooled recirculation flow (94) into the upper portion of the separation column (26);
characterised in that the method comprises the following steps:- forming at least a second recirculation flow (96; 136; 168; 192) obtained from the head flow (82) rich in methane downstream of the separation column (26);
- forming a dynamic expansion flow (100; 136) from the second recirculation flow (96; 136; 168; 192) and introducing the dynamic expansion flow (100; 136) into an expansion turbine (22; 132) in order to produce frigories, and in that the second recirculation flow (96) is introduced into a flow (40; 46) downstream of the first heat exchanger (16) and upstream of the first expansion turbine (22) in order to form the dynamic expansion flow (100).
- removing a removal flow (158) from the head flow (82) rich in methane, before it is introduced into the first compressor (28) and the second compressor (32);
- compressing the removal flow (158) in a third compressor (134);
- forming the second recirculation flow (168) from the compressed removal flow from the third compressor (134), after cooling.
- removing a secondary branch flow (186) from the cooled, compressed removal flow (160) from the third compressor (134) and the fourth compressor (182);
- dynamic expansion of the secondary branch flow (186) in a second expansion turbine (132) which is connected to the fourth compressor (182);
- introducing the expanded secondary branch flow (188) into the removal flow (158) before it is passed into the third compressor (134) and into the fourth compressor (182).
- introducing the second recirculation flow (192) into a third heat exchanger (152);
- separating the feed natural gas flow (15) into a first feed flow (191A) and a second feed flow (191B);
- placing the second feed flow (191B) in a heat exchange relationship with the second recirculation flow (192) in the third heat exchanger (152);
- mixing the second feed flow (191B) after cooling in the third heat exchanger (152) with the first feed flow (191A), downstream of the first exchanger (16) and upstream of the first separation flask (18).
- removing a secondary cooling flow (200) from the compressed head flow (86) rich in methane, downstream of the first compressor (28) and downstream of the second compressor (32);
- dynamic expansion of the secondary cooling flow (200) in a second expansion turbine (132) and introduction of the expanded secondary cooling flow (202) into the third heat exchanger (152) in order to place it in a heat exchange ratio with the second feed flow (191B) and the second recirculation flow (192);
- reintroducing the expanded secondary cooling flow (202) into the flow (82) rich in methane before it passes into the first compressor (28) and into the second compressor (32);
- removing a recompression fraction (206) from the cooled flow (84) rich in methane downstream of the introduction of the expanded secondary cooling flow (204) and upstream of the first compressor (28) and the second compressor (32);
- compressing the recompression fraction (206) in at least one compressor (182) connected to the second expansion turbine (132) and reintroducing the compressed recompression fraction into the compressed flow (86) rich in methane from the first compressor (28) and the second compressor (32).
- removing a recompression fraction (140) from the reheated head flow (84) rich in methane from the first heat exchanger (16) and the second heat exchanger (24);
- compressing the recompression fraction (140) in a third compressor (134) which is connected to the second expansion turbine (132);
- introducing the compressed recompression fraction (142) into the compressed flow rich in methane from the first compressor (28).
- a first heat exchanger (16) for cooling the feed natural gas flow (15) which advantageously flows at a pressure greater than 40 bar;
- a first separation flask (18);
- means for introducing the cooled feed natural gas flow (40) into the first separation flask (18), the flow of cooled natural gas being separated in the first separation flask in order to recover a light, substantially gaseous fraction (42) and a heavy, substantially liquid fraction (44);
- means for dividing the light fraction into a flow (46) for supplying a turbine and a secondary flow (48);
- a first dynamic expansion turbine (22) for the turbine supply flow (46);
- a separation column (26);
- means for introducing the expanded flow (102) into the first dynamic expansion turbine (22) in an intermediate portion of the separation column (26);
- a second heat exchanger (24) for cooling the secondary flow (48) and means for introducing the cooled secondary flow (52) in an upper portion of the separation column (26);
- means for expanding the heavy fraction (44) and means for passing the heavy fraction (44) through the first heat exchanger (16);
- a second separation flask (20);
- means for introducing the heavy fraction (44) from the first heat exchanger (16) into the second separation flask (20) in order to form a head fraction (58) and a bottom fraction (60);
- means for introducing the head fraction (58), after it has been introduced into the second exchanger (24) to cool it, into the upper portion of the separation column (26);
- means for introducing the bottom fraction (60) into an intermediate portion of the separation column (26);
- means for recovering, at the bottom of the separation column (26), a bottom flow (80) which is rich in C2+ hydrocarbons and which is intended to form the cut (14) rich in C2+ hydrocarbons;
- means for removing, at the head of the separation column (26), a head flow (82) rich in methane;
- means for passing the head flow (82) rich in methane into the second heat exchanger (24) and into the first heat exchanger (16) in order to reheat it;
- means for compressing the head flow rich in methane comprising at least a first compressor (28) which is connected to the first turbine (22) and a second compressor (32) in order to form the flow (12) rich in methane from the compressed head flow (86) rich in methane;
- means for removing a first recirculation flow (88) from the head flow (82, 84, 86) rich in methane;
- means for introducing the first recirculation flow (88) into the first heat exchanger (16) then into the second heat exchanger (24) in order to cool it;
- means for introducing at least a portion of the first cooled recirculation flow (94) into the upper portion of the separation column (26);
characterised in that the installation comprises:- means for forming at least a second recirculation flow (96; 136; 168; 192) obtained from the head flow (82) rich in methane downstream of the separation column (26);
- means for forming a dynamic expansion flow (100; 136) from the second recirculation flow (96; 136; 168; 192);
- means for introducing the dynamic expansion flow (100; 136) in an expansion turbine (22; 132) in order to produce frigories, and in that the means for forming a dynamic expansion flow (100) from the second recirculation flow (96; 168; 192) comprise means for introducing the second recirculation flow (96; 168; 192) into a flow (40; 46) which flows downstream of the first heat exchanger (16) and upstream of the first expansion turbine (22) in order to form the dynamic expansion flow (100).
RÉFÉRENCES CITÉES DANS LA DESCRIPTION
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